Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos de Gran Magnitud

Sistema de Respaldo Nacional ante Eventos de
Gran Magnitud
SIRENA
Una aplicación de Redes Inteligentes en el Sistema de
Transmisión Nacional de Energía
Proyecto SIRENA - Antecedentes
El proyecto Sistema de Respaldo Nacional ante eventos de gran magnitud (SIRENA) nace
en el año 2007 luego del apagón total que sufrió el Sistema Interconectado Nacional
Colombiano en abril de ese año. El proyecto se propone como una acción de XM en la
procura de implementar sistemas que pudiesen responder ante eventos de rara ocurrencia
pero de gran impacto.
Evento de Red
Torca
Contingencia Extrema en el SIN
Actuación esperada del Esquema de Respaldo
60.2
Frecuencia (Hz)
60
59.8
Frec_Medellin
Frec_Torca
Frec_SnMateo
Frec_EPSA
Frec_Flores
Frec_Guatig
Evento de Red
Guavio-Circo
Evento de Red
Sochagota-Guatiguará
59.6
9.00
11.00
13.00
15.00
Tiempo (s)
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17.00
19.00
21.00
Como se cubre el Sistema de Potencia ante Eventos?
• Se Identifican restricciones para el transporte de potencia en la red de transmisión, utilizando
unos criterios de seguridad y confiabilidad previamente definidos. El Código de Redes
(Resolución CREG 025/95) es la base de estos criterios en Colombia.
• Generalmente se aplican criterios de Estado Estacionario y Estabilidad Dinámica del sistema, de
manera que este sea capaz de soportar contingencias creíbles sobre la red.
• La Planeación de la Operación de los sistemas de potencia utiliza modelos de simulación para
condicionar el sistema previo a la operación, buscando garantizar su seguridad cumpliendo los
criterios definidos.
• El elemento subyacente a estas prácticas es que no es posible alcanzar una operación 100%
confiable del sistema de potencia, debido a que:
• El tamaño y la complejidad de los sistemas de potencia dificulta su control de parte de un operador
humano.
• Existen casi infinitas combinaciones de escenarios de operación y contingencias, lo cual hace impráctico
el utilizar mecanismos de protección previamente simulados.
• Aun en el sistema mejor planeado ocurren eventos más allá de lo creíble y que llevan al sistema al límite
de supervivencia, incluyendo errores humanos.
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Más allá de los criterios convencionales
• La practica usual en la industria es cubrirse ante eventos “creíbles” con el fin de
balancear la seguridad y la economía
Qué pasa cuando ocurren eventos de rara ocurrencia ante los cuales el sistema
NO está cubierto ?
Que pasa si hay una Falla Oculta en una Protección de Equipo ?
Qué hacer si es muy caro cubrirse ante un evento que puede ocurrir pocas veces
en periodos largos de tiempo ?
Qué pasa si …
La solución está en la implementación de ESPIS
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Esquemas de Protección de la Integridad del Sistema de
Potencia – ESPIS
G
Elementos de
Medida - Relés
Elementos de
Medida - Relés
Lógica de Detección
Elementos de
Medida - Relés
Elementos de
Control - Brkr
Lógica de Actuación
Elementos de
Control - Cont
Comunicaciones
Sistema de
Potencia
ESPIS
Los esquemas de protección de la integridad del sistema de potencia (ESPIS) son un conjunto de elementos de protección
y control que permiten detectar y controlar condiciones anormales de operación en el Sistema. Estos esquemas actúan
sobre los equipos de la red con el fin de minimizar la extensión y duración de eventos, así como colapsos parciales o
totales de la demanda atendida.
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Visión Proyecto SIRENA
Sistema de Respaldo
Nacional ante Eventos
El proyecto SIRENA busca en el largo plazo
implementar un Esquema de Protección de la Integridad
del Sistema (ESPIS) de nueva generación, que permita
ejercer control y protección del sistema para prevenir y
mitigar la ocurrencia de eventos de gran magnitud
Caribe
Nordeste
Se espera cumplir esta meta en un lapso de 3 a 5 años e
involucra inversión en CT+I
Aspectos Fundamentales
Antioquia
Oriental
Suroccidental
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•
Uso de última tecnología en monitoreo
de Sistemas de Potencia (PMU)
•
Uso intensivo de Telecomunicaciones
•
Explotar capacidades de computación
distribuida
•
Uso de nuevos métodos de análisis y
simulación de sistemas de potencia
•
Implementará un sistema WAMPAC
•
Iniciar la aproximación a tecnologías de
smart grids en el SIN/STN
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Plan de Actividades del Proyecto
Estado Actual
2013
2008
ESPIS con
tecnologías
convencionales
Apropiación
tecnológica
PMU y WAMS
Desarrollo
prototipo
WAMS
Integración
WAMS a
Centro de
Control
Investigación y Desarrollo Tecnológico
Desarrollo Regulatorio ESPIS y WAMS/WAMPAC
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Desarrollo
WAMPAC
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ESPIS con Tecnologías Convencionales
El objetivo era tratar de cubrir la mayor cantidad de tipos de contingencia utilizando relés
de frecuencia, corriente, voltaje, o su combinación. En su gran mayoría, la medición y
detección es local, con limitadas comunicaciones.
El referenciamiento internacional (ONS, RTE, etc.) y los análisis realizados por XM,
mostraron que existe un límite para la implementación de estos esquemas.
Cuando dependen del despacho de generación o del nivel de demanda existen riesgos
de mala actuación debido al alto enmallamiento y la complejidad de los Sistemas de
Potencia.
Se determinó entonces que los ESPIS convencionales aplicables cubrirán solo:
• Eventos de frecuencia y en algunos casos los de voltaje, en particular ante
grandes desbalances y aislamientos.
• Eventos con alta probabilidad de cascadas con ámbito local o zonal donde
predomina la radialidad.
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Wide Area Monitoring Systems – WAMS
Los WAMS no son un concepto nuevo.
Han sido utilizados casi desde el principio de los sistemas de potencia.
El mejor ejemplo actual de esta tecnología es el sistema SCADA/EMS.
Tiene algunas limitaciones:
Permite monitorear al sistema, pero con tiempos que no permiten toma de
decisiones rápidas (< 1s).
Permite obtener una estimación del estado del sistema, con errores algunas
veces irremediables.
Las nuevas tecnologías permiten:
Comunicaciones rápidas y confiables
Observabilidad casi completa del sistema de potencia
Mejor estimación de variables de operación (Sincronización, ángulo,
registros de eventos, etc.) con PMU
Mejor Visualización de la condición eléctrica del sistema
Esto último es lo que se conoce hoy como WAMS
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Wide Area Measurement, Protection and Control
Systems – WAMPAC
G
PMU
Inteligencia de Detección
PMU
PMU
G
Inteligencia de Actuación
PMU
Comunicaciones
La medida sincronizada de fasores
permite tener una “imagen” instantánea
del sistema de potencia, de su
comportamiento en tiempo real y de lo
que está pasando en un lugar deseado.
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Medición Fasorial
PDC
Las señales de diferentes puntos del sistema son comparadas a una señal
de referencia (una onda coseno con una frecuencia precisamente igual a la
nominal del sistema). Ángulos de voltajes y frecuencias son entonces
comparados a está onda para producir la medida del sincrofasor.
Los datos son enviados por canales de comunicación con gran ancho de
banda y concentrados en un sitio central a través de un software
especializado (PDC).
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Desarrollo tecnología PMU en el mundo
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Potencialidades de Observación y Control con PMU
Al simular contingencias extremas
como disparos de subestaciones o
contingencias superiores a N-1, se ha
encontrado que solo con observar el
comportamiento angular es factible
identificar sub-áreas problema.
El mecanismo propuesto es identificar
grupos angulares coherentes, medir su
velocidad angular de separación del
grupo principal, y según su dirección
(adelanto o atraso), discernir si el
problema involucra la necesidad de
disparar generación o carga.
El proyecto I+D XM–UPB está
identificando las diferentes maneras de
agrupación de ángulos, la obtención de
promedios por áreas operativas, la
identificación de grupos de corte
angular y la determinación de ángulos
de referencia.
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Contingencia N–2 a la costa
En el Centro de Control se
centralizan los datos de PMU
y se ejecutan acciones de
protección y control globales
del Sistema
Diseño Conceptual WACS Sirena
Los WACS no remplazarán a
la protección primaria de
equipos, ni a zonas 1 y 2 o
reversas. Tienen mas efecto
sobre zonas 3 y sobrecargas.
G
PMU
IDD
Súper PDC
G
EMS/WACS
R
R
R
PMU
PMU
PMU
IDD
IDD
IDD
PMU
IDD
PMU
IDD
En cada S/E se
implementa un grupo
PMU + PDC integrado
con un IDD para
protección y control
local
En cada Región de
Control grupos de PDC
e IDD colaboran para
adquirir datos y
ejecutar acciones de
protección y control
PMU
IDD
PMU
PMU
IDD
IDD
PMU
G
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G
IDD
Los Intelligent Decision
Devices (IDD) son elementos
de software que permiten
tomar decisiones distribuidas
utilizando información local o
regional de los PMU y las
subestaciones.
Proyecto SIRENA
Medidor Multifuncional XM-2210
XM desarrolló su propio equipo PMU
con el fin de conocer de primera mano
la tecnología de medición fasorial y la
implementación del estándar IEEE
C37.118 de 2005.
El énfasis se ubicó en sincronización,
algoritmos de cálculo de fasores y
comunicaciones.
Tarjetas Adquisición
de Datos
Computador
Industrial
En junio de 2009 se instaló la primera
PMU XM-2210 en la subestación
Esmeralda, la cual se incorporó al
proyecto de oscilaciones mediante el uso
del software Phasor Point de Psymetrix.
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Unidad
Atenuación de
Señales
Proceso de instalación de PMU’s en el STN
• En agosto de 2009 se
invitó a cotizar a 4
fabricantes de PMU y
como resultado, se
adquirieron:
• 6 PMU Arbiter
• 2 PMU ABB
• 9 S/E instaladas
• 3 S/E por instalar
• El proceso de instalación
ha dejado aprendizajes
como:
• Conectar en núcleos de
medida, no de protección
• Considerar el tipo de S/E al
implementar PMU unicampo
o multicampo
• Utilizar protocolo TCP para
comandos y UDP para datos
• Tener en cuenta el efecto del
protocolo IEC 61850 en la
implementación definitiva del
sistema WAMS.
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Arquitectura de Información propuesta
El proyecto propone la creación
de una red troncal de
intercambio de información tipo
internet que conecte las
subestaciones y los PDC
clientes.
En el Centro de Control del
CND, se propone una
arquitectura de Bus de Datos
para compartir información
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Conclusiones
El proyecto SIRENA ha superado las etapas de asimilación de la tecnología de
PMU y de identificación de su potencialidad. El proyecto de I+D XM–UPB y el
diseño conceptual del SIRENA han establecido las bases para las futuras
implementaciones de WAMPAC.
Finalmente, con la instalación del prototipo WAMS en 12 subestaciones del STN,
con las herramientas de monitoreo de estabilidad y el diseño e implementación de
la arquitectura de información, se ha desarrollado una plataforma sólida de
investigación para las siguientes fases del proyecto.
Lo logrado hasta hoy, ha puesto al sector eléctrico colombiano en el grupo de
vanguardia que lidera la I+D de esta nueva tecnología, y ha permitido a XM
pertenecer al grupo élite de operadores de sistemas de potencia que procuran
implementar sistemas WAMPAC para la detección, prevención y mitigación de
apagones.
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Proyecto SIRENA – Qué sigue?
El proyecto en 2011 se enfocará en:
Trabajar con UPB en la caracterización de los puntos de operación del sistema, y el comportamiento
angular ente fallas, con lo cual se puedan desarrollar advertencias y alarmas para la operación en
tiempo real.
Trabajar con UPB en la investigación de modelos de estimación de estado distribuido que permitan
mejorar la observabilidad del sistema.
Trabajar con UPB/UTP en la investigación de localización óptima de PMUs para lograr completa
observabilidad del sistema.
Trabajar
con Psymetrix en la implementación de nuevas capacidades de monitoreo y alarma
utilizando el Sistema Phasor Point.
Trabajar con la UFSC en investigar metodologías de detección, previsión y mitigación de apagones
en sistemas de energía eléctrica utilizando medición fasorial. Como trabajo doctoral de un
Especialista de XM .
Consolidar la colaboración entre Empresas y Universidades para optimizar el esfuerzo en I+D
Impulsar con la CREG el desarrollo regulatorio necesario para la implementación de sistemas
WAMPAC en el SIN (Propiedad, Responsabilidad, Remuneración).
Integrar el proyecto SIRENA en el diseño e implementación del nuevo Centro de Control de Energía
de XM. Hoy se trabaja en RFI.
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Muchas gracias !
Preguntas y comentarios:
Ramón Alberto León – raleon@xm.com.co
Jorge Enrique Gómez – jegomez@xm.com.co
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